Оценка состояния внутренней полости нефтепровода

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ 3 1 ОЧИСТКА ВНУТРЕННЕЙ ПОЛОСТИ НЕФТЕПРОВОДА 4 1.1 Виды очистки АСПО 4 1.2 Спососбы очистки внутренней полости трубопроводов 6 1.3 Технологич проведения очистки 6 1.4 Промывка 7 1.5 Продувка 9 1.6 Камера пуска и приема очистных устройств 10 1.7 Поршни для очистки полости трубопроводов 12 1.8 Контроль движения скребков по трубопроводу 14 2 РАСЧЕТ ОЦЕНКИ СОСТОЯНИЯ ВНУТРЕННЕЙ ПОЛОСТИ НЕФТЕПРОВОДА 16 ЗАКЛЮЧЕНИЕ 22 СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 23

ВВЕДЕНИЕ

Многие нефти содержат большое количество парафина. В пластовых условиях парафин растворен в нефти. При подъеме на поверхность и при перекачке по нефтепроводам температура нефти снижается, раствор становится насыщенным и из него при определенных условиях выпадает парафин, отлагаясь на стенках нефтепровода. Отложения парафина уменьшают поперечное сечение труб и, соответственно, снижают пропускную способность. Как показали исследования, отложения состоят из тугоплавких парафинов, цизерина, асфальто-смолистых веществ, механических примесей и масел. Такие отложения на стенках труб называются асфальтосмолопарафиновые отложения (АСПО). Отложения на стенках трубопровода располагаются вдоль нефтепровода неравномерно. На начальном участке нефтепровода, где температура выше температуры начала выпадения парафинов, его отложения незначительны. Далее, где температура ниже, парафин интенсивно выделяется и отложения существенны. Затем толщина отложений парафина по длине нефтепровода уменьшается, так как нефть движется с уже почти постоянной температурой, равной температуре грунта, а основная масса парафина, выпадающего при этой температуре, уже отложилась в начале участка. Особенное интенсивное отложение парафинов происходит в период остановки перекачки, когда нефть в трубопроводе начинает застывать. Отложение парафина по диаметру трубопровода также происходит неравномерно. Как показал опыт эксплуатации, в нижней части трубопровода парафина откладывается меньше, чем в верхней. Это объясняется тем, что пластовая вода, содержащаяся в нети, препятствует отложению парафина, а механические примеси (песок и глинистый раствор) сдирают со стенок трубопровода отложившийся парафин. Для поддержания пропускной способности нефтепровода необходимо очищать его от отложений парафина [1].

1.ОЧИСТКА ВНУТРЕННЕЙ ПОЛОСТИ НЕФТЕПРОВОДА

1.1 Виды очистки АСПО

С целью поддержания пропускной способности и предупреждения скапливания воды и внутренних отложений, а также для подготовки участка нефтепровода к внутритрубной инспекции и периодическим испытаниям должна проводиться очистка внутренней полости нефтепровода пропуском очистных устройств. Существуют следующие виды очистки: • периодическая — для удаления парафиновых отложений, скоплений воды и газа с целью поддержания проектной пропускной способности нефтепроводов и предупреждения развития внутренней коррозии трубопроводов; • целевая — для удаления остатков герметизаторов после проведения ремонтных работ на линейной части магистральных нефтепроводов; • преддиагностическая — для обеспечения необходимой степени очистки внутренней полости нефтепровода в соответствии с техническими характеристиками внутритрубных инспекционных приборов. Очистка производится в соответствии с разработанными и утверждёнными главным инженером эксплуатирующей организации инструкциями для каждого участка магистральных нефтепроводов. Периодическая и преддиагностическая очистка трубопровода осуществляется пропуском не менее двух очистных устройств в соответствии с Положением о проведении работ по очистке внутренней полости магистральных нефтепроводов. Время между пуском очистного устройства с закрытыми байпасными отверстиями на нём и очистного устройства с открытыми байпасными отверстиями не должно превышать 24 часа. Целевую очистку допускается проводить пропуском одного очистного устройства с закрытыми байпасными отверстиями. Планирование работ по очистке нефтепровода проводится путём формирования годового и на его основе месячных планов работ с учётом: • требований периодической очистки; • годового плана внутритрубной диагностики; • необходимости проведения целевой очистки после проведения ремонтных работ в соответствии с планом остановок нефтепровода. При наличии на участках нефтепроводов резервных ниток подводных переходов через реки и болота, лупингов и обводных линий сначала планируется их очистка, а потом очистка непосредственно участка. Лупинги, резервные нитки и перемычки между параллельными трубопроводами должны быть отключены от основного трубопровода на период прохождения очистных устройств, калибров и диагностических приборов. Для восстановления качества нефти (содержание солей, механических примесей, воды и пр.), ухудшающегося в процессе очистки, разрабатываются мероприятия по исправлению качества некондиционной нефти. Мероприятия должны предусматривать выделение свободных резервуаров для локализации некондиционной нефти, организацию дополнительного контроля качества нефти, компаундирование и другие работы до доведения качества нефти до установленных норм. Очистка нефтепроводов должна выполнятся очистными устройствами, имеющими полный комплект разрешительной и эксплуатационной документации, в том числе: • сертификат соответствия государственным стандартам; • разрешение Госгортехнадзора России на применение; • заключение о взрывобезопасности; • паспорт; • формуляр; • руководство по эксплуатации; • инструкция по монтажу; • ведомость запасных принадлежностей; • ведомость эксплуатационных документов. Очистные устройства рекомендуется оборудовать низкочастотными передатчиками во взрывозащищённом исполнении, которые в комплекте с наземными переносными детекторами позволяют контролировать прохождение очистных скребков по участку нефтепровода и обнаруживать места их возможной остановки (застревания). Периодичность очистки определяется индивидуально для каждого нефтепровода в зависимости от особенностей его эксплуатации и свойств перекачиваемого продукта, но не реже одного раза в квартал. При проведении очистки оформляют следующую документацию: • акт готовности очистного скребка к пропуску; • акт готовности трассы к пропуску очистного скребка; • акт приёма очистного скребка.

1.2. Способы очистки внутренней полости трубопроводов

Очистка полости трубопроводов выполняется одним из следующих способов [2]: промывкой с пропуском очистных поршней или поршней-разделителей; продувкой с пропуском очистных поршней, а при необходимости и поршней-разделителей; продувкой без пропуска очистных поршней.

1.3. Технология проведения очистки

Промывка или продувка осуществляется одним из следующих способов: с пропуском очистного или разделительного устройства; без пропуска очистного или разделительного устройства. Промывку и продувку с пропуском очистных или разделительных устройств следует выполнять на трубопроводах диаметром 219 мм и более. Промывку и продувку без пропуска очистных или разделительных устройств допускается производить: на трубопроводах диаметром менее 219 мм; на трубопроводах любого диаметра при наличии крутоизогнутых вставок радиусом менее пяти диаметров трубопровода или при длине очищаемого участка менее одного километра.

1.4. Промывка

Промывке подвергают трубопроводы любого назначения, испытание которых предусмотрено в проекте гидравлическим способом. Пропуск очистного или разделительного устройства по трубопроводу осуществляется под давлением жидкости, закачиваемой для гидравлического испытания (рисунок 1). Рисунок 1 – Промывка с помощью поршней очистки Впереди очистного или разделительного устройства для смачивания и размыва загрязнений заливают воду в объеме 10-15 % объема полости очищаемого трубопровода. Принципиальная схема производства работ при промывке с пропуском очистного или разделительного устройства приведена на рисунке 2 [3]. Рисунок 2 — Принципиальная схема производства работ при промывке трубопроводов: а — подготовка участка к проведению промывки; б — подача воды перед поршнем-разделителем; в — пропуск поршня-разделителя в потоке воды; г -подготовка участка к испытанию; 1 — очищаемый участок; 2 и 7- перепускные патрубки с кранами; 3 — поршень-разделитель; 4 -коллектор; 5 — наполнительные агрегаты; 6 — подводящий патрубок; 8- линейная арматура; 9 -сливной патрубок. Промывка считается законченной, когда очистное или разделительное устройство выйдет из трубопровода не разрушенным. При промывке без пропуска очистного или разделительного устройства качество очистки обеспечивается скоростным потоком жидкости. Промывка без пропуска очистного или разделительного устройства считается законченной, когда из сливного патрубка выходит струя незагрязненной жидкости.

1.5. Продувка

Продувку выполняют сжатым воздухом или природным газом, поступающим из ресивера(баллона), непосредственно от источника природного газа или высокопроизводительных компрессорных установок (рисунок 3). Рисунок 3 – Продувка трубопровода Для продувки могут быть использованы также инертные газы, подводимые к трубопроводам от газовых установок промышленных предприятий. Ресивер для продувки создается на прилегающем участке трубопровода, ограниченном с обеих сторон заглушками или запорной арматурой. При заполнении ресивера воздухом передвижные компрессорные станции можно использовать по одной или объединить их в группы. В последнем случае нагнетательные трубопроводы каждого компрессора подключают к коллектору, по которому воздух подают в ресивер. Принципиальная схема продувки трубопроводов сжатым воздухом приведена на рисунке 4. Рисунок 4 — Принципиальная схема продувки трубопроводов воздухом: а — участок подготовлен к продувке плеча П; б — выпуск поршня из плеча П; в -участок подготовлен к продувке плеча I; г — выпуск поршня из плеча I; I и 5 — очистные поршни; 2,3,4- перепускные патрубки с кранами; 6 — коллектор; 7 — подводящий патрубок; 8 — продувочный патрубок.

1.6. Камера пуска и приема очистных устройств

Очистные поршни эксплуатируются на всех видах нефтепроводов с целью очистки внутренней полости. В сложный состав такого устройства входят: узлы пуска и приема очистных поршней, система автоматического управления и контроля за процессом очистки (рисунок 5). В самый начальный участок магистрального трубопровода монтируют узел пуска очистных поршней, на последнем участке — узел их приема, а на промежуточных пунктах — совмещённые узлы приема и запуска. Для монтажа камеры приема и пуска очистных устройств необходимо найти и приготовить площадку ее размещения, потом остановить перекачку на участке трубопровода от места установки камеры пуска до места установки камеры приёма. Далее участок трубопровода опорожняется, труба разрезается холодным способом, к концам привариваются фланцы, монтируется линейная задвижка. После устанавливается камера пуска и приема очистных устройств. Рисунок 5 – Камера пуска и приема очистных устройств Так же существуют устройства для очистки полости трубопровода на более сложных участках трассы, к примеру, переходы через водные препятствия. В этом случае на одном берегу устанавливается узел пуска очистных поршней, а на противоположном — приемный узел. В состав пускового узла входят такие устройства, как: система контроля и управления процессом запуска поршня, площадка хранения поршней, устройство для запасовки поршней в пусковую камеру, камера пуска очистных поршней, которая подключается с помощью запорного устройства к основной магистрали, с техобвязкой. Приёмный узел содержит: устройство для выемки поршня из приёмной камеры, систему контроля и управления процессом приема очистных поршней, площадку для хранения использованных очистных поршней, камеру для приема поршней, которая подключается через запорное устройство к основной магистрали, с техобвязкой и технологические трубопроводы и ёмкости для приёма загрязненного конденсата. В зависимости от конструкции они могут позволять параллельно запускать и принимать одно или более очистных устройств с определенным интервалом времени.

1.7. Поршни для очистки полости трубопроводов

При продувке трубопроводов применяются очистные поршни, предназначенные для удаления из внутренней полости трубопровода посторонних предметов и зачистки его внутренней поверхности. Очистные поршни движутся по очищаемому газопроводу за счёт энергии сжатого воздуха или природного газа. Очистные поршни состоят из следующих основных элементов: корпуса, манжетных уплотнительных устройств и металлических щёток. Манжетные уплотнения обеспечивают плотность посадки поршней в газопроводе, а металлические щётки очищают внутреннюю поверхность трубопровода. Рисунок 6 — Очистной полиуретановый поршень с чистящими щетками ОПП-Т Рисунок 7 — Поршень полиуретановый манжетный ППМ Рисунок 8 — Поршень комбинированный манжетно-дисковый ПКМД Поршни (рисунок 6, 7, 8) предназначен для очистки полости трубопровода от мягких (в т.ч. нефтяных) и частично твердых отложений, удаления конденсата, а также проведения работ по продувке, промывке, испытанию или консервации строящихся и эксплуатируемых магистральных, промысловых трубопроводов, в т.ч. трубопроводов с запорной арматурой имеющих равнопроходное внутреннее сечение. Рисунок 9 -Очистной полиуретановый поршень (ОПП) Очистной поршень с полиуретановыми дисками (рисунок 9), предназначен для очистки полости трубопровода от грунта, поверхностного рыхлого слоя ржавчины и окалины, мягких (в т.ч.нефтяных) и частично твёрдых отложений методом протягивания, продувки, промывки и вытеснения в потоке воды, а также для предварительного запуска при удалении воды после гидроиспытаний. Рисунок 10 — Стальной очистной поршень «ЕРШ» Очистной поршень типа «ЕРШ» (рисунок 10) предназначен для очистки полости трубопроводов диаметром 159-1420 мм от строительного мусора, поверхностного рыхлого слоя ржавчины и окалины, нефтяных отложений методом протягивания или продувки. Рисунок 11 — Очистной поршень-разделитель (ОПР-М) Поршень ОПР-М (рисунок 11) предназначен для очистки полости строящихся и действующих магистральных трубопроводов от загрязнений и отложений, удаления воды, конденсата, газовоздушных пробок, разделения нефти и нефтепродуктов при последовательной перекачке. В качестве дисков-разделителей используются автомобильные или авиационные покрышки.

1.8. Контроль движения скребков по трубопроводу

При очистке полости и испытании газопроводов любым из способов необходимо применять контрольно-измерительную аппаратуру. Для измерения давления используют дистанционные приборы «Контролер» либо манометры класса точности не ниже 1.0. Манометры с диаметром корпуса не менее 150 мм и со шкалой давления, равной 4/3 испытательного, применяются трех типов: технические (МТ), контрольные (МК) и образцовые (МО). Содержание кислорода в газовоздушной смеси, выходящей из трубопровода при очистке полости и испытании природным газом, определяют переносными газоанализаторами типа ГХП-2, ГХП-3 или другими аналогичными приборами. Для контроля за прохождением очистных устройств и определения их местоположения при остановке в трубопроводе применяют системы обнаружения «Импульс» и «Полюс» в соответствии с техническими условиями. Системы обнаружения «Импульс» и «Полюс» могут быть использованы при пропуске очистных устройств по надземным трубопроводам, а также по подземным трубопроводам, засыпанным грунтами любых категорий или проложенным по обводненной и заболоченной местности. Системы обнаружения очистных устройств «Импульс» состоит из сигнализатора и переносного приемника с антенной. Сигнализатор, смонтированный на очистном поршне, движущемся внутри трубопровода, излучает знакопеременные низкочастотные магнитные импульсы, которые принимаются магнитной антенной приемника и преобразуются им в звуковые сигналы.

2.РАСЧЕТ ОЦЕНКИ СОСТОЯНИЯ ВНУТРЕННЕЙ ПОЛОСТИ НЕФТЕПРОВОДА

Исходные данные для выполнения проекта (вариант № 6): Годовая производительность нефтепровода Q = 12 млн т/год; Длина трассы нефтепровода L=397 км; Расчетная температура перекачки T=295 К; Геодезические отметки начального и конечного пунктов: z1 = 68 м, z2 = -22 м; перекачиваемый продукт: небитдагская нефть. Расчеты В процессе эксплуатации внутренняя полость МН постепенно засоряется водой, парафиновыми отложениями и механическими примесями. В некоторых случаях в повышенных участках могут скапливаться пары нефти. Наличие скоплений приводит к повышению гидравлического сопротивления и как следствие – к снижению экономичности работы МН. Кроме того, это отразится на точности прогнозных расчетов режима работы нефтепровода. Оценка состояния внутренней полости производится по величине эффективного диаметра DE или по величине коэффициента гидравлической эффективности участка МН Е. Эффективность работы является более информативной величиной, так как показывает не только наличие загрязнения, но и дает оценку их влияния на гидравлическое сопротивление участка. Эффективный диаметр определяется из уравнения: . (1) Эффективность работы оценивается соотношением теоретического и фактического гидравлических уклонов: █(E=i/i_ф #(2) ) где i – теоретическое значение гидравлического уклона: ; (3) ip – фактическое значение гидравлического уклона: . (4) Таким образом, для оценки состояния внутренней полости участка необходимо собрать следующие данные: длина участка, длины подучастков с различной толщиной стенок и с лупингами или резервными нитками, внутренние диаметры всех подучастков, разность геодезических отметок участка, производительность участка, давление в начале и в конце участка при данной производительности, температура нефти в начале и в конце участка, вязкость и плотность нефти, характеристика всех измерительных приборов. 1) В формулах (1) – (4) содержатся данные, которые необходимо рассчитать, а именно перепад давления в начале и в конце трубопровода: ∆P=P_1-P_2 2) Пересчет плотности небитдагской нефти Плотность небитдагской нефти при 20 0С составляет [4]: ρ_293=888,7 кг/м3. Для дальнейших расчетов необходимо пересчитать плотность нефтепродуктов ρ_р при расчетной температуре Т_р=295К. Формула пересчета плотности нефтепродуктов, исходя из заданной при стандартной температуре 293 К: █(ρ_р=ρ_293+ξ*(293-Т_р ),#(5) ) где ξ — температурная поправка, рассчитываемая по формуле: █(ξ=1,825-0,001315*ρ_293,#(6) ) Поправка для нефти: ξ_н=1,825-0,001315*888,7=0,6564 Расчетная плотность нефти ρ_(р дтл)=888,7+0,6564*(293-295)=887,387 кг/м3 3) Пересчитаем производительность нефтепровода Q=12 млн т/год=(12*〖10〗^6)/(365*24*3600)=0,38 м3/с 4) Определение диаметра нефтепровода На основании пропускной способности нефтепровода определим диаметр нефтепровода по следующей формуле: █(D=√((4*Q)/(π*ϑ)),м#(7) ) где — число Архимеда, -скорость движения жидкости, м/с. Рекомендуемая скорость движения нефтепродукта в трубопроводе находится в пределах от 1,5 до 2 м/с. Предварительно принимаем скорость перекачки нефтепродуктов в нефтепроводе υ=1,8 м/с и рассчитаем диаметр трубопровода: D=√((4*0,38)/(3,14*1,8))=0,519м Согласно ГОСТ 31447-2012 «Трубы стальные сварные для магистральных газопроводов, нефтепроводов и нефтепродуктопроводов» выбираем стандартный диаметр, равный d=500 мм, наружный диаметр трубы dн=530 мм. Уточненная скорость движения нефтепродуктов рассчитывается по формуле: █(ϑ=(4*Q)/(π*d^2 ),м/с#(8) ) Фактическая скорость движения нефтепродукта в трубопроводе для выбранного диаметра: ϑ=(4*0,38)/(3,14*〖0,500〗^2 )=1,94 м/с 5) Пересчет вязкости нефти на расчетную температуру нефти Так как вязкость нефтепродуктов задана для стандартной температуры 293 К, пересчитаем вязкость нефтепродукта на расчетную температуру 295 К. Расчетная вязкость определяется по формуле: █(ν_p=ν_*∙exp⁡{-u_i*(T_p-T_* )}#(9) ) где ν_* =коэффициент кинематической вязкости при стандартной температуре 293 К. T_* =273 К – стандартная температура. u – коэффициент крутизны вискограммы, который определяется по формуле: █(u=1/(T_1-T_2 ) ln ν_2/ν_1 ,#(10) ) где ν_2 и ν_1- известные вязкости нефтепродукта при двух любых температурах Т_1 и Т_2. Т1=293 К; Т2=323 К. По справочнику [4]: ν_1 =49,2 мм2/с; ν_2 =14,70 мм2/с; Коэффициенты крутизны вискограммы по формуле (10) для нефти: u_н=1/(323-293) ln 49,2/14,7=0,0403 Рассчитываем коэффициенты кинематической вязкости для нефти по формуле (9): ν_н=6∙exp⁡{-0,0403*(293-323)}= 20,082 6) Расчет критерия Re Рассчитаем критерий Рейнольдса, подставив данные в формулу: █(Re=(ϑ*d)/ν,#(11) ) Re=(1,94*0,500)/(20,082*〖10〗^(-6) )=48276 Re = 48276 > 2300, режим турбулентный 7) Расчет коэффициента гидравлического сопротивления Так как режим турбулентный, коэффициент гидравлического сопротивления λ будем вычислять по формуле Альтшуля: █(〖 λ=0,11(ε+68/Re)〗^0,25#(12) ) где ε = kэ/d – относительная шероховатость труб, выраженная через эквивалентную шероховатость kэ, мм, и диаметр, мм. Для новых стальных сварных труб принимаем kэ=0,1 мм. Относительная шероховатость: ε = 0,1/500=0,0002 〖 λ=0,11(0,0002+68/48276)〗^0,25=0,022. 8) Расчет перепада давления Перепад давления рассчитаем из формулы █(〖 ∆P=( λ*L*ρ)/2d v〗^2#(13) ) 〖 ∆P=( 0,022*397000*887,39)/(2*0,5) 1,94〗^2=29176630 Па=29,2 МПа 9) Расчет эффективного диаметра по формуле (1) █(D_эф=((0,0246*〖0,38〗^(2-0,25)*〖(20,08*〖10〗^(-6))〗^0,25*397000)/(29176630/(887,39*93,81)-(-22-68)))^(1/(5-0,25))=0,494 м#) где m и β – коэффициенты Лейбензона, зависящие от режима течения (таблица 1): m=0,25; β=0,0246; Таблица 1 – Коэффициенты Лейбензона в зависимости от режима 10) Расчет теоретического значения гидравлического уклона — формула (3) i=0,0246*(〖0,38〗^(2-0,25)*(20,08*〖10〗^(-6) )^0,25)/(〖0,494〗_^(5-0,25) )=0,0086 11) Расчет фактического значения гидравлического уклона — формула (4): i_ф=(29176630/(887,39*9,81)-(-22-68))/397000=0,00867 12) Эффективность работы оценивается соотношением теоретического и фактического гидравлических уклонов — формула (2): E=0,0086/0,00867=0,992=99,2 % То есть можно сделать вывод о том, что снижение производительности трубопровода составляет 0,8 %.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В результате проведенной курсовой работы была выполнена следующая работа: изучение темы очистки внутренней полости нефтепровода; ознакомление с методами очистки внутренней полости трубопровода; изучение оборудования для очистки внутренней полости нефтепровода; расчет оценки состояния внутренней полости трубопровода. В результате расчета трубопровода (вариант 6) с годовой производительностью 12 млн т/год было получено, что снижение производительности трубопровода составило 0,8 %.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

Р.А. Алиев, А.Г. Немудров Трубопроводный транспорт нефти и газа. Учебное пособие для вузов. М.: Недра, 1988. – 368 с. А. А. Коршак, А. М. Шаммазов Основы нефтегазового дела. Уфа, ООО «ДизайнПолиграфСервис». – 2005. – 528 с. ВСН 011-88 Ведомственные строительные нормы. Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Очистка полости и испытание. Дата введения 01.02.1989г. Дриацкая З.В., Мхчиян М.А., Жмыхова Н.М. (ред.) Нефти СССР. том IV. Нефти Средней Азии, Казахстана, Сибири и о. Сахалин Справочник. — М.: Химия, 1974. — 792 с.